JP4024996B2 - 都市ガス製造方法 - Google Patents
都市ガス製造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP4024996B2 JP4024996B2 JP2000228380A JP2000228380A JP4024996B2 JP 4024996 B2 JP4024996 B2 JP 4024996B2 JP 2000228380 A JP2000228380 A JP 2000228380A JP 2000228380 A JP2000228380 A JP 2000228380A JP 4024996 B2 JP4024996 B2 JP 4024996B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- liquid
- lng
- calorific value
- gas
- fractionated
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」と略称することがある）を主原料として、規定の発熱量に調整して市中に供給する都市ガス製造方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来から、都市ガスの製造にはＬＮＧが主原料として用いられ、海外から搬入されるＬＮＧを貯留して、都市ガスの需要に応じ、熱量調整後に送出する設備を有するＬＮＧ基地で製造されている。ＬＮＧ基地では、原料のＬＮＧを約−１６０℃の極低温の液体の状態で、常圧のＬＮＧタンクに貯蔵している。ＬＮＧ基地から供給する都市ガスは、導管によって需要家まで輸送する必要があるため、ＬＮＧタンクに貯蔵されているＬＮＧを都市ガスの原料として取出す際には、たとえば４．９ＭＰａＧまで昇圧する必要がある。ＬＮＧを主原料とする都市ガス製造設備では、ＬＮＧを送出に必要な圧力まで昇圧し、ＬＮＧ気化器で気化させる。
【０００３】
気化したＬＮＧは天然ガス（以下、「ＮＧ」と略称することがある）となり、規定の発熱量、たとえば標準状態で１ｍ3の単位体積当り４６ＭＪに調整されて、市中に送出される。この規定の発熱量は、天然ガスが有する発熱量よりも大きいので、通常は発熱量が大きい液化石油ガス（以下、「ＬＰＧ」と略称する）等を混合して発熱量を調整してから市中に送出される。ただしＬＰＧは高価であるので、ＬＰＧをできるだけ削減することができる技術として、分留技術が開発されてきている。
【０００４】
分留技術では、気液平衡関係を利用して、ＬＮＧ中から低カロリーのメタン（ＮＨ4）などの軽質成分を取出し、残留部分の発熱量を高める。このような分留技術を用いると、ＬＮＧを標準状態で１ｍ3の単位体積当り４０．２ＭＪの低カロリーガスと、４６ＭＪの高カロリーガスとに分離することができる。ＬＮＧ中から重質成分を分留して増熱用に用いるか、規定の発熱量の成分を得て、ＬＰＧの使用量を削減すれば、ＬＮＧとＬＰＧとの価格差によって、原料費のコストダウンを図ることができる。ただしこのためには、分留の際に発生する低カロリーガスを、熱量調整なしで供給する工業用等の低カロリー顧客が存在することが必要である。多量のガス燃料を使用する設備で、ガスの発熱量を４０．２ＭＪとして設計しておけば、低カロリーガスの供給先として確保することができる。このような低カロリー顧客の確保が可能であれば、通常ならＬＮＧより高価なＬＰＧを使用して増熱しなければならないところを、ＬＮＧのみで所定の熱量に調整することができる。また、分留することによって、ＬＮＧ使用量が増え、都市ガスの需要が少ないときのＬＮＧ在庫調整に寄与し、原料購入の弾力化も図ることができる。
【０００５】
図４は、分留設備を用いた都市ガス製造設備の概要を示す。ＬＮＧタンク１内には、たとえば温度が−１５７℃、圧力が３９．２ｋＰａＧでＬＮＧが貯蔵される。貯蔵されているＬＮＧから都市ガスを得るためには、先ずＬＮＧ昇圧ポンプ２でＬＮＧを４．９ＭＰａＧまで昇圧する。昇圧されたＬＮＧの一部は、ＬＮＧ気化用熱交換器３に送られる。ＬＮＧ気化用熱交換器３では、ＬＮＧと海水ポンプ４から供給される熱交換用の海水との間で熱交換が行われ、ＬＮＧは海水からの熱で気化し、かつ昇温される。ＬＮＧ気化用熱交換器３からは、温度が２０℃で圧力が３．４ＭＰａＧの天然ガス（ＮＧ）が得られる。
【０００６】
ＬＮＧ昇圧ポンプ２で昇圧されたＬＮＧのうち、ＬＮＧ気化用熱交換器３で気化される一部を除く残りの部分は、気化したＮＧと混合して、分留器５に送られる。ＬＮＧは、流量調整弁６によって流量が４３ｔ／ｈに調整され、流量調整弁７によって２７ｔ／ｈに調整されるＮＧと混合され、−９５℃の温度で２．５ＭＰａＧの圧力の気液混合状態となっている。この気液混合状態が分留器５に供給されると、塔頂５ａからは総発熱量が約４０．２ＭＪの気体が２３ｔ／ｈで、塔底５ｂからは総発熱量が約４６ＭＪの液体が流量４７ｔ／ｈでそれぞれ生成される。その後、分留された気体は工業用等低カロリー顧客等に引取られ、また分留された液体は海水を熱源として気化され、都市ガスとして市中へ送出される。分留液の昇圧用に分留液昇圧ポンプ８が設けられ、分留液昇圧ポンプ８の吐出側には流量調整弁９が設けられる。
【０００７】
なお、ＬＮＧ分留技術について、本件出願人は、たとえば特開昭６０−２６２８９０号公報、特開平８−２６９４６８号公報および特開平１０−１９５４６４号公報などで開示を行っている。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
図４に示すような都市ガス製造装置では、分留器５で分留した液の圧力が都市ガスとして必要な送出圧力よりも低いので、分留液を送出圧力まで昇圧する必要がある。分留液を昇圧する手段として、分留器５の後流に分留液昇圧ポンプ８を設置してある。このとき分留液昇圧ポンプ８が分留した液だけを吸込み、分留した気体を吸込まないようにする必要がある。このため、分留器５の液面が一定になるように、分留液昇圧ポンプ８の出口側に流量調整弁９を設け、送出する分留液の流量を制御する。分留液昇圧ポンプ８に分留気体が吸引されると、キャビテーションと呼ばれる現象で分留液昇圧ポンプ８が損傷を受ける恐れが生じる。分留器５と分留液昇圧ポンプ８との間に分留液を貯留する容器を設け、流量調整弁９で容器の液面が一定となるように制御する方法も考えられる。
【０００９】
分留器５で所定の熱量の液を得ることができる原理は、所定の熱量に対応する濃度で、液が飽和状態となっていることに基づく。したがって、分留器５で分留される液は、ＬＮＧにＮＧの重質成分が飽和濃度で含まれている。このとき分留器５や、分留器５と分留液昇圧ポンプ８との間に設ける容器内の圧力が変動して下がる場合には、飽和液であるＬＮＧは低下した圧力に対応した飽和濃度になろうとして急激に蒸発する。このため、液面に大きな変動が生じ、制御が困難になる。また、分留液は飽和液であるため、分留液昇圧ポンプ８に到達するまでの配管経路に対して入熱があると、分留液が蒸発し、ガスが発生する。発生したガスが混合されているような分留液が分留液昇圧ポンプ８に導入されると、分留液昇圧ポンプ８内で、キャビテーションが発生する。分留液昇圧ポンプ８内でキャビテーションが発生すると、分留液中に気泡が生じ、昇圧が緩和され、分留液を目的の圧力まで昇圧することができなくなってしまう。
【００１０】
本発明の目的は、液化天然ガスを分留して都市ガスを製造する際に、分留液を安定して取扱うことができる都市ガス製造方法を提供することである。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明は、液化天然ガスを主原料とし、天然ガスの発熱量よりも大きい規定の発熱量に調整して市中に送出する都市ガス製造方法において、
気化した天然ガスと液化天然ガスを混合し、予め定める発熱量を有する飽和液が得られるように、混合した液体の温度を調整して気液を分留し、
分留液を液化天然ガスの冷熱で冷却してから、
ポンプで昇圧することを特徴とする都市ガス製造方法である。
【００１２】
本発明に従えば、液化天然ガスを主原料とし、天然ガスの発熱量よりも大きい規定の発熱量に調整して市中に都市ガスとして送出する際に、液化天然ガスの一部を気化し、気化した天然ガスと液化天然ガスとを混合して、予め定める発熱量を有する飽和液を得るように温度を調整し、分留する。分留液は、飽和液になっているので圧力変動によって沸騰して制御が不安定になりやすいけれども、飽和液を液化天然ガスの冷熱で冷却するので、分留液は過冷却状態となり、圧力低下が生じても沸騰しにくく、安定した液面制御などを行うことができる。分留液をポンプで昇圧する際にも、配管への入熱で液が蒸発し、ポンプでキャビテーションが発生しにくくすることができる。
【００１３】
また本発明で前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量に一致し、
前記冷却は、熱交換器で行うことを特徴とする。
【００１４】
本発明に従えば、規定の発熱量に対応する飽和液の温度で分留液を生成させてから、熱交換器で液化天然ガスからの冷熱で冷却して過冷却状態とするので、規定の発熱量を有する分留液を安定して制御し、キャビテーションを生じないで昇圧することができる。
【００１５】
また本発明で前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量よりも大きくし、
前記冷却は、直接混合によって行うことを特徴とする。
【００１６】
本発明に従えば、分留液の発熱量を都市ガスとして必要な規定の発熱量よりも大きくするので、分留液中には低カロリー成分が少なくなる。分留液に液化天然ガスを直接混合すると、発熱量は低下するけれども、混合前の分留液の発熱量が規定の発熱量よりも大きくなっているので、混合後に規定の発熱量となるようにすることができる。低温の液化天然ガスを分留液に混合するので、分留液と液化天然ガスとの混合後は過冷却状態となり、取扱いを安定して行い、ポンプなどでキャビテーションが発生しないようにすることができる。
【００１７】
【発明の実施の形態】
図１は、本発明の実施の一形態としての都市ガス製造方法を適用する都市ガス製造設備１０の概略的な構成を示す。本実施形態では、分留前のＬＮＧと分留後の分留液とを熱交換して分留液を過冷却状態にすることができるので、圧力変動に対して分留液が沸騰することがなく、安定した液面制御が可能となる。また、配管からの入熱に対しても、分留液の一部が蒸発することなくポンプでキャビテーションが発生しないようにすることができる。
【００１８】
都市ガスの原料となるＬＮＧは、ＬＮＧタンク１１内に貯蔵される。都市ガスとしてＬＮＧを使用するときには、ＬＮＧをＬＮＧ昇圧ポンプ１２で送出に必要な圧力まで昇圧する。ＬＮＧ昇圧ポンプ１２からは、温度が−１５５℃、圧力が４．９ＭＰａＧ、発熱量が標準状態で１ｍ3の単位体積当り４４ＭＪとなる状態Ｎ１で、ＬＮＧが製造設備に供給される。Ｎ１の状態のＬＮＧの一部は、ＬＮＧ気化用熱交換器１３に供給され、海水ポンプ１４から供給される海水と熱交換して気化昇温される。Ｎ１の状態のＬＮＧの残りの部分は、分留器１５に供給され、分留による熱量調整の対象となる。分留器１５に供給されるＬＮＧは、流量調整弁１６で流量製整され、温度が−１５４℃で４５ｔ／ｈの流量の状態Ｎ２に調整される。分留器１５には、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧも、流量調整弁１７を介して供給される。ＬＮＧとＮＧとを混合した後の温度は、混合比率に応じて変化し、その温度で気液平衡状態となる飽和液が得られる。飽和液の発熱量が都市ガスとしての規定値になるように混合比率を調整する。分留器１５では、塔頂１５ａから低カロリー成分のガスが分離され、塔底１５ｂから所定の発熱量の分留液が分離される。所定の発熱量の分留液は、分留液昇圧ポンプ１８で昇圧され、流量調整弁１９で流量が調整された後、分留液気化用熱交換器２０で昇温気化され、都市ガスとして市中に送出される。ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧは、ＬＰＧ混合器２１でＬＰＧが混合されて発熱量が調整され、分留液気化用熱交換器２０から得られる気体とともに、都市ガスとして市中に送出される。
【００１９】
本実施形態の都市ガス製造設備１０では、分留器１５に供給される前で、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧと混合する前のＬＮＧが有する冷熱を熱交換器２２を用いて、分留器１５の塔底１５ｂから得られる分留液の冷却のために使用する。また、熱交換器２２で過冷却状態となった分留液は、一旦容器２３に貯留してから、分留液昇圧ポンプ１８で昇圧するようにしている。
【００２０】
流量調整弁１６でＮ２の状態に調整されたＬＮＧは、熱交換器２２で分留液と熱交換する結果、−１４７℃の状態Ｎ３まで昇温する。Ｎ３の状態のＬＮＧと混合するＮＧは、ＬＮＧ気化用熱交換器１３から常温、たとえば２０℃の状態Ｎ４で生成され、流量調整弁１７によって流量を調整されて、１５℃で２６ｔ／ｈの流量の状態Ｎ５で、Ｎ３の状態のＬＮＧと混合する。混合によって、−９５℃の温度で７０ｔ／ｈの流量の状態Ｎ６が得られる。この気液混合の液体は、２．６５ＭＰａＧの圧力である。状態Ｎ６の気液混合の液体は、分留器１５で気体と分留液とに分離される。塔頂１５ａからは低カロリー成分が取出され、塔底１５ｂからは標準状態の単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４６ＭＪとなり、温度が−９５℃の状態Ｎ７の分留液が、４７ｔ／ｈの流量で得られる。分留器１５の塔頂１５ａからは、標準状態で単位体積１ｍ3当りの総発熱量が約４０．２ＭＪとなる状態Ｎ８の気体が、流量２３ｔ／ｈで得られる。
【００２１】
熱交換器２２で、−９５℃の状態Ｎ７の分留液は状態Ｎ２のＬＮＧと熱交換し、ＬＮＧの冷熱によって冷却され、−１００℃の状態Ｎ９となる。分留液は、熱交換器によって過冷却状態となり、容器２３内に貯留される。容器２３内の液面は、分留液昇圧ポンプ１８の出側に設けられる流量調整弁１９によって、一定の高さとなるように制御される。容器２３から分留液昇圧ポンプ１８へ導かれる分留液は、分留液昇圧ポンプ１８で圧力が４．２ＭＰａＧ、温度が−９８℃の状態Ｎ１０に昇圧する。状態Ｎ１０の液は、分留液気化用熱交換器２０に送られ、気化された後、都市ガスとして送出される。
【００２２】
図２は、本発明の実施の他の形態としての都市ガス製造方法を適用する製造設備の部分的構成を示す。本実施形態の都市ガス製造方法の対象となる都市ガス製造設備は、図１に示す実施形態の都市ガス製造設備１０と大部分は同等であり、分留器１５の代りに内部にトレイ２４を備える分留器２５を用いる点で異なっている。分留器２５内の上方には、デミスタ２６が設けられ、塔頂２５ａに抜ける低カロリーのガス中から霧状の液成分を除去するようにしている。このようなデミスタ２６は、図１に示す分留器１５中にも同様に設けることができる。分留器２５中のトレイ２４は、分留器２５内に貯留される分留液の液面２７よりも上方となる位置に設ける。トレイ２４には、飽和液が得られ、飽和液を抜出して、図１に示す熱交換器２２でＬＮＧと熱交換し、過冷却状態となった液を分留器２５の液面２７側に戻して、過冷却状態の分留液を貯留し、分留液昇圧ポンプ１８に供給する。
【００２３】
図３は、本発明の実施のさらに他の形態としての都市ガス製造方法の対象となる都市ガス製造設備３０の概略的な構成を示す。本実施形態で図１に示す実施形態の都市ガス製造設備１０に対応する部分には同一の参照符を付し、重複する説明を省略する。本実施形態では、分留器３５を用い、分留液を流量調整弁３６を介して供給するＬＮＧと直接混合して過冷却状態にする。ＬＮＧ昇圧ポンプ１２で昇圧された状態Ｎ１のＬＮＧは、流量調整弁１６を介して分留器３５に供給される。このＬＮＧと混合するＮＧは、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧの一部を、流量調整弁１７で温度が１５℃で流量が１９ｔ／ｈとなるように調整した状態Ｎ１１である。状態Ｎ１１のＮＧが混合されるＬＮＧは、−１５４℃で流量が２１ｔ／ｈの状態Ｎ１２である。一方、ＬＮＧ昇圧ポンプ１２からの状態Ｎ２のＬＮＧは、流量調整弁３６で流量調整され、温度が−１５４℃、流量が３０ｔ／ｈ、標準状態で単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４４ＭＪの状態Ｎ１３となって分留器３５に供給される。状態Ｎ１１のＮＧと状態Ｎ１２のＬＮＧとを混合した後で、温度が−９３℃、圧力が２．５６ＭＰａＧ、流量が４０ｔ／ｈの状態Ｎ１４となる気液混合の液が、分留器３５に導入され、気体と分留液とに分離される。分留器３５の塔頂３５ａからは標準状態の単位体積１ｍ3当りで総発熱量が約４０ＭＪとなる状態Ｎ１５の気体が流量２０ｔ／ｈで排出される。分留器３５内で分離された標準状態の単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４７．４ＭＪの飽和の液は、分留器３５の下部に溜まる。この液に状態Ｎ１３のＬＮＧが導入されると、分留液と混合後に、分留器３５内の圧力に対して過冷却になるとともに、総発熱量が標準状態の単位体積１ｍ3当り４６ＭＪとなる液が生成される。この場合も分留器３５内の液としては過冷却となり、安定した液面制御が可能となるとともに、温度約−１３０℃の状態Ｎ１６となり、分留液昇圧ポンプ１８まで導かれる配管から入熱があっても一部が気化することを防止することができ、分留液昇圧ポンプ１８でキャビテーションが生じるのとを防ぐことができる。
【００２４】
以上説明したように、本発明によれば、分留器１５，２５，３５中での気液平衡関係を利用して、ＬＮＧを低カロリーガスと高カロリー液とに分離する際に、分留した後の液を分留前のＬＮＧによって過冷却状態まで冷却し、圧力変動により低下すると考えられる圧力に対しても安定して液面制御などを行い、また昇圧ポンプでのキャビテーションも防ぐことができる。ＬＮＧ中から重質成分を分留し増熱用に用いるか、都市ガスとして所定の発熱量を有する成分を直接得るように分留することができるので、ＬＰＧの使用量を削減し、都市ガスの原料費のコストダウンを図ることができる。また、分留することによってＬＮＧの使用量が増えるので、ＬＮＧの在庫調整にも寄与し、原料購入の弾力化も図ることができる。
【００２５】
【発明の効果】
以上のように本発明によれば、液化天然ガスを分留して飽和状態の分留液を生成しても、分留液を液化天然ガスの冷熱で冷却してからポンプで昇圧するので、過冷却状態として圧力低下などで沸騰しにくい状態で安定して取扱い、ポンプでキャビテーションなどを発生させないで昇圧することができる。
【００２６】
また本発明によれば、液化天然ガスを分留して規定の発熱量に調整した後、液化天然ガスとの熱交換によって過冷却し、安定して取扱えるようにすることができる。
【００２７】
また本発明によれば、液化天然ガスを分留して、都市ガスとしての規定の発熱量よりも大きい発熱量が得られる状態にするので、直接液化天然ガスを混合して過冷却状態とするとともに規定の発熱量となるように調整し、安定に取扱うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施の一形態としての都市ガス製造方法を適用する都市ガス製造設備１０の概略的な構成を示す配管系統図である。
【図２】本発明の実施の他の形態として都市ガス製造方法の適用対象となる都市ガス製造設備の部分的な構成を示す配管系統図である。
【図３】本発明の実施のさらに他の形態としての都市ガス製造方法の適用対象となる都市ガス製造設備３０の概略的な構成を示す配管系統図である。
【図４】ＬＮＧ分留設備を備える都市ガス製造設備の概略的な構成を示す配管系統図である。
【符号の説明】
１０，３０ 都市ガス製造設備
１１ ＬＮＧタンク
１２ ＬＮＧ昇圧ポンプ
１３ ＬＮＧ気化用熱交換器
１５，２５，３５ 分留器
１５ａ，２５ａ，３５ａ 塔頂
１５ｂ，２５ｂ，３５ｂ 塔底
１６，１７，１９，３６ 流量調整弁
１８ 分留液昇圧ポンプ
２０ 分留液気化用熱交換器
２２ 熱交換器
２３ 容器
２４ トレイ
２７ 液面
【発明の属する技術分野】
本発明は、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」と略称することがある）を主原料として、規定の発熱量に調整して市中に供給する都市ガス製造方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来から、都市ガスの製造にはＬＮＧが主原料として用いられ、海外から搬入されるＬＮＧを貯留して、都市ガスの需要に応じ、熱量調整後に送出する設備を有するＬＮＧ基地で製造されている。ＬＮＧ基地では、原料のＬＮＧを約−１６０℃の極低温の液体の状態で、常圧のＬＮＧタンクに貯蔵している。ＬＮＧ基地から供給する都市ガスは、導管によって需要家まで輸送する必要があるため、ＬＮＧタンクに貯蔵されているＬＮＧを都市ガスの原料として取出す際には、たとえば４．９ＭＰａＧまで昇圧する必要がある。ＬＮＧを主原料とする都市ガス製造設備では、ＬＮＧを送出に必要な圧力まで昇圧し、ＬＮＧ気化器で気化させる。
【０００３】
気化したＬＮＧは天然ガス（以下、「ＮＧ」と略称することがある）となり、規定の発熱量、たとえば標準状態で１ｍ3の単位体積当り４６ＭＪに調整されて、市中に送出される。この規定の発熱量は、天然ガスが有する発熱量よりも大きいので、通常は発熱量が大きい液化石油ガス（以下、「ＬＰＧ」と略称する）等を混合して発熱量を調整してから市中に送出される。ただしＬＰＧは高価であるので、ＬＰＧをできるだけ削減することができる技術として、分留技術が開発されてきている。
【０００４】
分留技術では、気液平衡関係を利用して、ＬＮＧ中から低カロリーのメタン（ＮＨ4）などの軽質成分を取出し、残留部分の発熱量を高める。このような分留技術を用いると、ＬＮＧを標準状態で１ｍ3の単位体積当り４０．２ＭＪの低カロリーガスと、４６ＭＪの高カロリーガスとに分離することができる。ＬＮＧ中から重質成分を分留して増熱用に用いるか、規定の発熱量の成分を得て、ＬＰＧの使用量を削減すれば、ＬＮＧとＬＰＧとの価格差によって、原料費のコストダウンを図ることができる。ただしこのためには、分留の際に発生する低カロリーガスを、熱量調整なしで供給する工業用等の低カロリー顧客が存在することが必要である。多量のガス燃料を使用する設備で、ガスの発熱量を４０．２ＭＪとして設計しておけば、低カロリーガスの供給先として確保することができる。このような低カロリー顧客の確保が可能であれば、通常ならＬＮＧより高価なＬＰＧを使用して増熱しなければならないところを、ＬＮＧのみで所定の熱量に調整することができる。また、分留することによって、ＬＮＧ使用量が増え、都市ガスの需要が少ないときのＬＮＧ在庫調整に寄与し、原料購入の弾力化も図ることができる。
【０００５】
図４は、分留設備を用いた都市ガス製造設備の概要を示す。ＬＮＧタンク１内には、たとえば温度が−１５７℃、圧力が３９．２ｋＰａＧでＬＮＧが貯蔵される。貯蔵されているＬＮＧから都市ガスを得るためには、先ずＬＮＧ昇圧ポンプ２でＬＮＧを４．９ＭＰａＧまで昇圧する。昇圧されたＬＮＧの一部は、ＬＮＧ気化用熱交換器３に送られる。ＬＮＧ気化用熱交換器３では、ＬＮＧと海水ポンプ４から供給される熱交換用の海水との間で熱交換が行われ、ＬＮＧは海水からの熱で気化し、かつ昇温される。ＬＮＧ気化用熱交換器３からは、温度が２０℃で圧力が３．４ＭＰａＧの天然ガス（ＮＧ）が得られる。
【０００６】
ＬＮＧ昇圧ポンプ２で昇圧されたＬＮＧのうち、ＬＮＧ気化用熱交換器３で気化される一部を除く残りの部分は、気化したＮＧと混合して、分留器５に送られる。ＬＮＧは、流量調整弁６によって流量が４３ｔ／ｈに調整され、流量調整弁７によって２７ｔ／ｈに調整されるＮＧと混合され、−９５℃の温度で２．５ＭＰａＧの圧力の気液混合状態となっている。この気液混合状態が分留器５に供給されると、塔頂５ａからは総発熱量が約４０．２ＭＪの気体が２３ｔ／ｈで、塔底５ｂからは総発熱量が約４６ＭＪの液体が流量４７ｔ／ｈでそれぞれ生成される。その後、分留された気体は工業用等低カロリー顧客等に引取られ、また分留された液体は海水を熱源として気化され、都市ガスとして市中へ送出される。分留液の昇圧用に分留液昇圧ポンプ８が設けられ、分留液昇圧ポンプ８の吐出側には流量調整弁９が設けられる。
【０００７】
なお、ＬＮＧ分留技術について、本件出願人は、たとえば特開昭６０−２６２８９０号公報、特開平８−２６９４６８号公報および特開平１０−１９５４６４号公報などで開示を行っている。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
図４に示すような都市ガス製造装置では、分留器５で分留した液の圧力が都市ガスとして必要な送出圧力よりも低いので、分留液を送出圧力まで昇圧する必要がある。分留液を昇圧する手段として、分留器５の後流に分留液昇圧ポンプ８を設置してある。このとき分留液昇圧ポンプ８が分留した液だけを吸込み、分留した気体を吸込まないようにする必要がある。このため、分留器５の液面が一定になるように、分留液昇圧ポンプ８の出口側に流量調整弁９を設け、送出する分留液の流量を制御する。分留液昇圧ポンプ８に分留気体が吸引されると、キャビテーションと呼ばれる現象で分留液昇圧ポンプ８が損傷を受ける恐れが生じる。分留器５と分留液昇圧ポンプ８との間に分留液を貯留する容器を設け、流量調整弁９で容器の液面が一定となるように制御する方法も考えられる。
【０００９】
分留器５で所定の熱量の液を得ることができる原理は、所定の熱量に対応する濃度で、液が飽和状態となっていることに基づく。したがって、分留器５で分留される液は、ＬＮＧにＮＧの重質成分が飽和濃度で含まれている。このとき分留器５や、分留器５と分留液昇圧ポンプ８との間に設ける容器内の圧力が変動して下がる場合には、飽和液であるＬＮＧは低下した圧力に対応した飽和濃度になろうとして急激に蒸発する。このため、液面に大きな変動が生じ、制御が困難になる。また、分留液は飽和液であるため、分留液昇圧ポンプ８に到達するまでの配管経路に対して入熱があると、分留液が蒸発し、ガスが発生する。発生したガスが混合されているような分留液が分留液昇圧ポンプ８に導入されると、分留液昇圧ポンプ８内で、キャビテーションが発生する。分留液昇圧ポンプ８内でキャビテーションが発生すると、分留液中に気泡が生じ、昇圧が緩和され、分留液を目的の圧力まで昇圧することができなくなってしまう。
【００１０】
本発明の目的は、液化天然ガスを分留して都市ガスを製造する際に、分留液を安定して取扱うことができる都市ガス製造方法を提供することである。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明は、液化天然ガスを主原料とし、天然ガスの発熱量よりも大きい規定の発熱量に調整して市中に送出する都市ガス製造方法において、
気化した天然ガスと液化天然ガスを混合し、予め定める発熱量を有する飽和液が得られるように、混合した液体の温度を調整して気液を分留し、
分留液を液化天然ガスの冷熱で冷却してから、
ポンプで昇圧することを特徴とする都市ガス製造方法である。
【００１２】
本発明に従えば、液化天然ガスを主原料とし、天然ガスの発熱量よりも大きい規定の発熱量に調整して市中に都市ガスとして送出する際に、液化天然ガスの一部を気化し、気化した天然ガスと液化天然ガスとを混合して、予め定める発熱量を有する飽和液を得るように温度を調整し、分留する。分留液は、飽和液になっているので圧力変動によって沸騰して制御が不安定になりやすいけれども、飽和液を液化天然ガスの冷熱で冷却するので、分留液は過冷却状態となり、圧力低下が生じても沸騰しにくく、安定した液面制御などを行うことができる。分留液をポンプで昇圧する際にも、配管への入熱で液が蒸発し、ポンプでキャビテーションが発生しにくくすることができる。
【００１３】
また本発明で前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量に一致し、
前記冷却は、熱交換器で行うことを特徴とする。
【００１４】
本発明に従えば、規定の発熱量に対応する飽和液の温度で分留液を生成させてから、熱交換器で液化天然ガスからの冷熱で冷却して過冷却状態とするので、規定の発熱量を有する分留液を安定して制御し、キャビテーションを生じないで昇圧することができる。
【００１５】
また本発明で前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量よりも大きくし、
前記冷却は、直接混合によって行うことを特徴とする。
【００１６】
本発明に従えば、分留液の発熱量を都市ガスとして必要な規定の発熱量よりも大きくするので、分留液中には低カロリー成分が少なくなる。分留液に液化天然ガスを直接混合すると、発熱量は低下するけれども、混合前の分留液の発熱量が規定の発熱量よりも大きくなっているので、混合後に規定の発熱量となるようにすることができる。低温の液化天然ガスを分留液に混合するので、分留液と液化天然ガスとの混合後は過冷却状態となり、取扱いを安定して行い、ポンプなどでキャビテーションが発生しないようにすることができる。
【００１７】
【発明の実施の形態】
図１は、本発明の実施の一形態としての都市ガス製造方法を適用する都市ガス製造設備１０の概略的な構成を示す。本実施形態では、分留前のＬＮＧと分留後の分留液とを熱交換して分留液を過冷却状態にすることができるので、圧力変動に対して分留液が沸騰することがなく、安定した液面制御が可能となる。また、配管からの入熱に対しても、分留液の一部が蒸発することなくポンプでキャビテーションが発生しないようにすることができる。
【００１８】
都市ガスの原料となるＬＮＧは、ＬＮＧタンク１１内に貯蔵される。都市ガスとしてＬＮＧを使用するときには、ＬＮＧをＬＮＧ昇圧ポンプ１２で送出に必要な圧力まで昇圧する。ＬＮＧ昇圧ポンプ１２からは、温度が−１５５℃、圧力が４．９ＭＰａＧ、発熱量が標準状態で１ｍ3の単位体積当り４４ＭＪとなる状態Ｎ１で、ＬＮＧが製造設備に供給される。Ｎ１の状態のＬＮＧの一部は、ＬＮＧ気化用熱交換器１３に供給され、海水ポンプ１４から供給される海水と熱交換して気化昇温される。Ｎ１の状態のＬＮＧの残りの部分は、分留器１５に供給され、分留による熱量調整の対象となる。分留器１５に供給されるＬＮＧは、流量調整弁１６で流量製整され、温度が−１５４℃で４５ｔ／ｈの流量の状態Ｎ２に調整される。分留器１５には、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧも、流量調整弁１７を介して供給される。ＬＮＧとＮＧとを混合した後の温度は、混合比率に応じて変化し、その温度で気液平衡状態となる飽和液が得られる。飽和液の発熱量が都市ガスとしての規定値になるように混合比率を調整する。分留器１５では、塔頂１５ａから低カロリー成分のガスが分離され、塔底１５ｂから所定の発熱量の分留液が分離される。所定の発熱量の分留液は、分留液昇圧ポンプ１８で昇圧され、流量調整弁１９で流量が調整された後、分留液気化用熱交換器２０で昇温気化され、都市ガスとして市中に送出される。ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧは、ＬＰＧ混合器２１でＬＰＧが混合されて発熱量が調整され、分留液気化用熱交換器２０から得られる気体とともに、都市ガスとして市中に送出される。
【００１９】
本実施形態の都市ガス製造設備１０では、分留器１５に供給される前で、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧと混合する前のＬＮＧが有する冷熱を熱交換器２２を用いて、分留器１５の塔底１５ｂから得られる分留液の冷却のために使用する。また、熱交換器２２で過冷却状態となった分留液は、一旦容器２３に貯留してから、分留液昇圧ポンプ１８で昇圧するようにしている。
【００２０】
流量調整弁１６でＮ２の状態に調整されたＬＮＧは、熱交換器２２で分留液と熱交換する結果、−１４７℃の状態Ｎ３まで昇温する。Ｎ３の状態のＬＮＧと混合するＮＧは、ＬＮＧ気化用熱交換器１３から常温、たとえば２０℃の状態Ｎ４で生成され、流量調整弁１７によって流量を調整されて、１５℃で２６ｔ／ｈの流量の状態Ｎ５で、Ｎ３の状態のＬＮＧと混合する。混合によって、−９５℃の温度で７０ｔ／ｈの流量の状態Ｎ６が得られる。この気液混合の液体は、２．６５ＭＰａＧの圧力である。状態Ｎ６の気液混合の液体は、分留器１５で気体と分留液とに分離される。塔頂１５ａからは低カロリー成分が取出され、塔底１５ｂからは標準状態の単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４６ＭＪとなり、温度が−９５℃の状態Ｎ７の分留液が、４７ｔ／ｈの流量で得られる。分留器１５の塔頂１５ａからは、標準状態で単位体積１ｍ3当りの総発熱量が約４０．２ＭＪとなる状態Ｎ８の気体が、流量２３ｔ／ｈで得られる。
【００２１】
熱交換器２２で、−９５℃の状態Ｎ７の分留液は状態Ｎ２のＬＮＧと熱交換し、ＬＮＧの冷熱によって冷却され、−１００℃の状態Ｎ９となる。分留液は、熱交換器によって過冷却状態となり、容器２３内に貯留される。容器２３内の液面は、分留液昇圧ポンプ１８の出側に設けられる流量調整弁１９によって、一定の高さとなるように制御される。容器２３から分留液昇圧ポンプ１８へ導かれる分留液は、分留液昇圧ポンプ１８で圧力が４．２ＭＰａＧ、温度が−９８℃の状態Ｎ１０に昇圧する。状態Ｎ１０の液は、分留液気化用熱交換器２０に送られ、気化された後、都市ガスとして送出される。
【００２２】
図２は、本発明の実施の他の形態としての都市ガス製造方法を適用する製造設備の部分的構成を示す。本実施形態の都市ガス製造方法の対象となる都市ガス製造設備は、図１に示す実施形態の都市ガス製造設備１０と大部分は同等であり、分留器１５の代りに内部にトレイ２４を備える分留器２５を用いる点で異なっている。分留器２５内の上方には、デミスタ２６が設けられ、塔頂２５ａに抜ける低カロリーのガス中から霧状の液成分を除去するようにしている。このようなデミスタ２６は、図１に示す分留器１５中にも同様に設けることができる。分留器２５中のトレイ２４は、分留器２５内に貯留される分留液の液面２７よりも上方となる位置に設ける。トレイ２４には、飽和液が得られ、飽和液を抜出して、図１に示す熱交換器２２でＬＮＧと熱交換し、過冷却状態となった液を分留器２５の液面２７側に戻して、過冷却状態の分留液を貯留し、分留液昇圧ポンプ１８に供給する。
【００２３】
図３は、本発明の実施のさらに他の形態としての都市ガス製造方法の対象となる都市ガス製造設備３０の概略的な構成を示す。本実施形態で図１に示す実施形態の都市ガス製造設備１０に対応する部分には同一の参照符を付し、重複する説明を省略する。本実施形態では、分留器３５を用い、分留液を流量調整弁３６を介して供給するＬＮＧと直接混合して過冷却状態にする。ＬＮＧ昇圧ポンプ１２で昇圧された状態Ｎ１のＬＮＧは、流量調整弁１６を介して分留器３５に供給される。このＬＮＧと混合するＮＧは、ＬＮＧ気化用熱交換器１３で気化したＮＧの一部を、流量調整弁１７で温度が１５℃で流量が１９ｔ／ｈとなるように調整した状態Ｎ１１である。状態Ｎ１１のＮＧが混合されるＬＮＧは、−１５４℃で流量が２１ｔ／ｈの状態Ｎ１２である。一方、ＬＮＧ昇圧ポンプ１２からの状態Ｎ２のＬＮＧは、流量調整弁３６で流量調整され、温度が−１５４℃、流量が３０ｔ／ｈ、標準状態で単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４４ＭＪの状態Ｎ１３となって分留器３５に供給される。状態Ｎ１１のＮＧと状態Ｎ１２のＬＮＧとを混合した後で、温度が−９３℃、圧力が２．５６ＭＰａＧ、流量が４０ｔ／ｈの状態Ｎ１４となる気液混合の液が、分留器３５に導入され、気体と分留液とに分離される。分留器３５の塔頂３５ａからは標準状態の単位体積１ｍ3当りで総発熱量が約４０ＭＪとなる状態Ｎ１５の気体が流量２０ｔ／ｈで排出される。分留器３５内で分離された標準状態の単位体積１ｍ3当りの総発熱量が４７．４ＭＪの飽和の液は、分留器３５の下部に溜まる。この液に状態Ｎ１３のＬＮＧが導入されると、分留液と混合後に、分留器３５内の圧力に対して過冷却になるとともに、総発熱量が標準状態の単位体積１ｍ3当り４６ＭＪとなる液が生成される。この場合も分留器３５内の液としては過冷却となり、安定した液面制御が可能となるとともに、温度約−１３０℃の状態Ｎ１６となり、分留液昇圧ポンプ１８まで導かれる配管から入熱があっても一部が気化することを防止することができ、分留液昇圧ポンプ１８でキャビテーションが生じるのとを防ぐことができる。
【００２４】
以上説明したように、本発明によれば、分留器１５，２５，３５中での気液平衡関係を利用して、ＬＮＧを低カロリーガスと高カロリー液とに分離する際に、分留した後の液を分留前のＬＮＧによって過冷却状態まで冷却し、圧力変動により低下すると考えられる圧力に対しても安定して液面制御などを行い、また昇圧ポンプでのキャビテーションも防ぐことができる。ＬＮＧ中から重質成分を分留し増熱用に用いるか、都市ガスとして所定の発熱量を有する成分を直接得るように分留することができるので、ＬＰＧの使用量を削減し、都市ガスの原料費のコストダウンを図ることができる。また、分留することによってＬＮＧの使用量が増えるので、ＬＮＧの在庫調整にも寄与し、原料購入の弾力化も図ることができる。
【００２５】
【発明の効果】
以上のように本発明によれば、液化天然ガスを分留して飽和状態の分留液を生成しても、分留液を液化天然ガスの冷熱で冷却してからポンプで昇圧するので、過冷却状態として圧力低下などで沸騰しにくい状態で安定して取扱い、ポンプでキャビテーションなどを発生させないで昇圧することができる。
【００２６】
また本発明によれば、液化天然ガスを分留して規定の発熱量に調整した後、液化天然ガスとの熱交換によって過冷却し、安定して取扱えるようにすることができる。
【００２７】
また本発明によれば、液化天然ガスを分留して、都市ガスとしての規定の発熱量よりも大きい発熱量が得られる状態にするので、直接液化天然ガスを混合して過冷却状態とするとともに規定の発熱量となるように調整し、安定に取扱うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施の一形態としての都市ガス製造方法を適用する都市ガス製造設備１０の概略的な構成を示す配管系統図である。
【図２】本発明の実施の他の形態として都市ガス製造方法の適用対象となる都市ガス製造設備の部分的な構成を示す配管系統図である。
【図３】本発明の実施のさらに他の形態としての都市ガス製造方法の適用対象となる都市ガス製造設備３０の概略的な構成を示す配管系統図である。
【図４】ＬＮＧ分留設備を備える都市ガス製造設備の概略的な構成を示す配管系統図である。
【符号の説明】
１０，３０ 都市ガス製造設備
１１ ＬＮＧタンク
１２ ＬＮＧ昇圧ポンプ
１３ ＬＮＧ気化用熱交換器
１５，２５，３５ 分留器
１５ａ，２５ａ，３５ａ 塔頂
１５ｂ，２５ｂ，３５ｂ 塔底
１６，１７，１９，３６ 流量調整弁
１８ 分留液昇圧ポンプ
２０ 分留液気化用熱交換器
２２ 熱交換器
２３ 容器
２４ トレイ
２７ 液面
Claims (3)
- 液化天然ガスを主原料とし、天然ガスの発熱量よりも大きい規定の発熱量に調整して市中に送出する都市ガス製造方法において、
気化した天然ガスと液化天然ガスを混合し、予め定める発熱量を有する飽和液が得られるように、混合した液体の温度を調整して気液を分留し、
分留液を液化天然ガスの冷熱で冷却してから、
ポンプで昇圧することを特徴とする都市ガス製造方法。 - 前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量に一致し、
前記冷却は、熱交換器で行うことを特徴とする請求項１記載の都市ガス製造方法。 - 前記予め定める発熱量は、前記規定の発熱量よりも大きくし、
前記冷却は、直接混合によって行うことを特徴とする請求項１記載の都市ガス製造方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2000228380A JP4024996B2 (ja) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | 都市ガス製造方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2000228380A JP4024996B2 (ja) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | 都市ガス製造方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2002038170A JP2002038170A (ja) | 2002-02-06 |
| JP4024996B2 true JP4024996B2 (ja) | 2007-12-19 |
Family
ID=18721672
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2000228380A Expired - Fee Related JP4024996B2 (ja) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | 都市ガス製造方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4024996B2 (ja) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4194325B2 (ja) * | 2002-09-09 | 2008-12-10 | Ｉｈｉプラント建設株式会社 | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 |
| DE102006061251B4 (de) * | 2006-12-22 | 2010-11-11 | Man Diesel & Turbo Se | Gasversorgungsanlage für einen Antrieb |
| JP6646500B2 (ja) * | 2016-03-29 | 2020-02-14 | 東京瓦斯株式会社 | ガス供給システム |
-
2000
- 2000-07-28 JP JP2000228380A patent/JP4024996B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2002038170A (ja) | 2002-02-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1734027B1 (en) | Process and Apparatus for Separation of Hydrocarbons from Liquefied Natural Gas | |
| JP4966856B2 (ja) | 液化天然ガスからエタンを抽出する方法 | |
| JP3515165B2 (ja) | 空気分離方法及びその設備 | |
| US7299655B2 (en) | Systems and methods for vaporization of liquefied natural gas | |
| JP4597140B2 (ja) | 海洋船舶のガス供給装置およびガス供給方法 | |
| KR101641394B1 (ko) | 액화 천연 가스 변환 방법 및 장치 | |
| US7165423B2 (en) | Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG | |
| EA009649B1 (ru) | Установка и способ обработки пара сжиженного природного газа | |
| US20080022717A1 (en) | Process and apparatus for separation of hydrocarbons from liquefied natural gas | |
| US20100126187A1 (en) | Configurations And Methods For Offshore LNG Regasification And Heating Value Conditioning | |
| JP2009538962A (ja) | 液化天然ガスの処理 | |
| KR20140122259A (ko) | 유체 이산화탄소의 공급 장치 및 공급 방법 | |
| JP2008505297A (ja) | 二酸化炭素を供給する方法及びシステム | |
| US6986266B2 (en) | Process and apparatus for LNG enriching in methane | |
| JP4024996B2 (ja) | 都市ガス製造方法 | |
| JPH08505926A (ja) | 燃料ガスの利用及び供給方法及びシステム | |
| JP4194325B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| US8499581B2 (en) | Gas conditioning method and apparatus for the recovery of LPG/NGL(C2+) from LNG | |
| JP7043126B6 (ja) | Ｌｎｇから複数種の炭化水素を分離回収するための装置 | |
| US7603867B2 (en) | Process and system to produce multiple distributable products from source, or imported LNG | |
| JP5411496B2 (ja) | 液化天然ガス流の希薄化方法及び装置 | |
| JP4194324B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| KR20130027531A (ko) | 주 매체를 열교환할 때의 폐 중간 매체 회로 조절 방법 | |
| KR20190040210A (ko) | 재기화 터미널 및 그러한 재기화 터미널의 작동 방법 | |
| EP1848946A1 (en) | Process for conditioning liquefied natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20060215 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20070921 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20071002 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20071004 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20101012 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20131012 Year of fee payment: 6 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |